智能配网自动化系统设计Word文档下载推荐.docx

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随着我国智能配电网建设的不断深入，后期将产生明显的经济效益与社会效益。

1.3国内外智能电网技术研究现状

欧美将智能电网的研究重点放在配电网，这是因为输电网在电网的发展中受重视程度较高，技术发展相对成熟，而配电网是与用户直接关联的，也是分布式能源和电动汽车直接接入点，因此发展的需求和潜力极大。

大力发展配电技术系统，对提高用户的供电能力和服务水平、保证供电质量、节能减排，促进技术发展和拉动经济的意义重大。

美国埃克希尔能源公司（Xcel）在科罗拉多州的波尔得市建成第一座“智能电网城市”。

包括创建一个为整个配电网提供实时高速双向通信的通信网络，优化性能的智能变电站，可应客户邀请安装可编程居家控制装置和全面自动化居家能源使用所必须的系统及基础设备，支持易于调度的分布式发电技术。

2007年10月，我国华东电网公司正式启动了智能电网可行性研究项目，并规划了从2008年至2030年的“三步走”战略。

2009年4月24日，国家电网公司总经理刘振亚访美，与美国能源部长朱棣文相晤，并在华盛顿发表演讲称:

“中国国家电网公司正在全面建设以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展的坚强屯网为基础，以信息化、数字化、自动化、互动化为特征的自主创新、国际领先的坚强智能电网”。

从2009年开始，、、、银川等城市作为国家电网公司的第一批智能配电网试点工程，已在城市中心区开始了智能配电网建设，包括建设配电自动化系统、智能信息交互平台、智能分布式电源的接入与控制研究、配网的调度监控一体化、用电信息系统的完善和丰富。

此外在嘉兴海盐，已经开始了智能小区的试点，采取了光纤到户的形式，完善了用户互动的技术支持平台。

1.4智能配电网的特征

综合利用先进的自动化技术、通信技术、信息技术以及现代化的管理方式和理念，实现配网设备利用率的提高、供电可靠性和电能质量的提高、电网抗干扰以及抵御外力破坏的能力的提高。

随着科技的发展，智能配电网的定义和内容也在不断完善和发展。

1）更高的安全性。

能够有效抵御自然灾害与外力破坏的影响。

2）自愈能力。

能够及时检测出已发生或正在发生的故障并进行相应的纠正性操作,使其不影响用户的正常供电或将其影响降至最小。

自愈主要是解决“供电不间断”的问题,包括故障重合闸等引起的瞬间断电。

3）更高的电能质量。

提供电压有效值和波形符合用户要求的电能。

4）支持DER的大量接入。

不再像传统电网只能被动地硬性限制DER接入点与容量,而是从有利于可再生能源发电足额上网、提高运行效率、节省整体投资出发,积极接入DER并发挥其作用。

5）支持与用户的互动。

一是应用智能电表,实行动态实时电价,让用户自行选择用电时段;

二是允许用户拥有的DER（包括电动车等）向电网送电。

6）更高的资产利用率。

通过完善的实时监控,提高系统容量利用率,减少一次设备投资达到所谓的“电子换钢铁”的投资效果;

通过优化潮流分布,减少线损,提高运行效率。

在线监测并诊断设备运行状态,实施状态检修,延长设备使用寿命。

7）对配电网及其设备进行可视化管理。

实时采集配电网及其设备运行数据以及电能质量、故障停电等数据,为运行人员提供高级的电网监控界面,克服目前的“盲管”现象。

8）配电管理与用电管理的信息化。

将配电网实时运行与离线管理数据高度融合、深度集成,实现设备管理、检修管理、停电管理以及用电管理的信息化。

1.5本文研究内容

本文根据某地区智能配电网规划和建设的要求，对其核心区网架及设备、配电自动化、配电通信系统及分布式电源等方面进行研究，主要研究内容如下：

1.着重研究了该区域的网架结构现状、用户负荷情况、设备运行状况、配电自动化系统的基础条件、配电通信的概况等，为智能配网的规划奠定基础；

2.提出智能配电网的规划要求，提出了电网经济技术指标的具体量化要求，并从配网网架及设备、配电自动化等各个方面分别提出了各模块的规划和建设原则；

3.形成了配网网架及设备、配电自动化、配网信息系统、配电通信系统、分布式电源等五大方面的具体建设方案；

4.分析智能配电网建设工程的运行效果、产生的管理效益、经济效益和社会效益。

1.6本章内容小结

本章阐述了本课题的背景、智能电网的研究现状和本课题的研究意义、研究内容。

本文以国家电网公司坚强智能电网配电环节试点配电自动化建设工程为依据，通过对本项目的规划和建设的研究，得出城市智能配电网规划和建设的研究成果。

第二章中心城区配电网现状分析

2.1核心区配电网基本情况

根据某城区配电网现状，结合城市发展规划，经过认真讨论研究，选取的建设改造区域位于市中心繁华地带，截至2013年12月，建设改造区域内有工业用户29户，一般工商业用户5269户，居民用户11.2万户。

该区域电源布点已基本完成，网架结构趋于稳定。

2.2网架和设备现状

2.2.1网架现状

（一）核心区110千伏及以上电网现状

1.网架结构

该核心区内现有110千伏站2座，分别为站3、站5，主变容量21.3万千伏安。

核心区东北和北部有2座220千伏变电站，分别是站2、站4；

区域周边分别有站1、站6、站7等三座110千伏站，除站5外均为内桥式接线，17路进线，架空线路长度78.67公里，电缆线路长度5.96公里，进线电源较为坚强，供电可靠性高，能够满足10kV线路“N-1”比例。

2.负荷统计

220千伏主变5台，总容量780兆伏安，两座220千伏变电站2013年最大负荷569兆瓦；

110千伏主变14台，总容量552兆伏安5座110千伏变电站2013年最大负荷325兆瓦。

表2-1核心区2013年变电站主变负荷率统计表

3.变电站出线间隔及其利用情况

建设改造区域变电站10千伏出线间隔182个，已占用148个，出线间隔利用率为81.3%，剩余间隔34个。

表2-2核心区2013年变电站出线间隔情况统计表

4.分析总结

涉及核心区的两座220千伏变电站和五座110千伏变电站均为两路及以上进线电源，除站4、站6为两台主变以外，其余五座变电站均为3台主变，网架结构较坚强，能够满足线路“N-1”要求且110千伏及以上电网容载比目前在合理范围内、负荷分配均匀，不存在局部变电站重载情况。

（二）核心区10千伏电网现状

1．配网网架结构

建设改造区内10千伏公用配电线路共计64条，线路总长225.8公里，其中电缆线路13条，架空和电缆混合线路51条。

电缆线路总长139.7公里，电缆化率61.88%，架空线路总长86.1公里，绝缘化率100%。

64条10千伏线路中,满足“N-1”的线路51条，占79.7%，62条线路实现互联，互联率为96.9%。

表2-3核心区配网混合线路网络结构统计表

表2-4核心区配网电缆网络结构统计表

2.2.2线路负载

作为政治、经济、文化中心区内聚集了众多的重要用户,这些用户对供电可靠性的要求较高,因此对10KV线路的负载率都应满足N-1要求。

详见表2-5:

表2-5

2.2.3配网设备现状

核心区内共有10kV配网线路64条；

10kV配电变压器775台，配变总容量235.5兆瓦，其中S9及以上型号变压器750台，占总配变的96.8%；

10kV开关站2座；

10kV柱上开关500台，其中主干线联络开关48台，分段开关94台，分支开关259台，用户分支开关99台；

环网柜82台；

分接箱25台。

其中存在安全隐患的老旧设备有柱上开关89台，环网柜11台，电缆分接箱8台，S7型高损配变25台。

变电站的10kV出线开关均为断路器，带二段式过流保护，架空线路配有重合闸。

环网柜的开关基本为负荷开关，不能切断故障电流，部分分支线开关采用“负荷开关加熔断器”组合。

架空线路主干线路上安装的开关分为负荷开关和断路器两种；

架空线的分支线开关采用断路器或跌落熔断器。

正常情况下，所有线路均采用环网接线、开环运行的方式。

除变电站出线开关外，所有10kV开关均由现场工作人员手动操作。

10kV线路保护主要由变电站出线开关提供，含架空线的线路投入重合闸，当架空分支线内发生故障时，分支线开关与变电所出线开关同时跳闸，切除故障，再由重合闸恢复主干线路供电。

全电缆线路不投运重合闸，一旦10kV线路上发生故障，就会造成全线停电。

配网接地方式为经消弧线圈接地或不接地。

2.3配电自动化系统应用现状

2.3.1概况

2013年供电公司配电自动化改造工程共改造12条l0kV配网线路，全部开关实现“三遥”控制，通信方案采用先进成熟的EPON技术，建成了全面遵循IEC61970/61968国际标准的配电自动化系统，实现配网自动化相关功能应用。

配电自动化系统整体架构如下图所示:

图2-1配电自动化系统结构图

2.3.2配网自动化主站系统

配网自动化主站系统是指利用现代电子、通信、计算机及网络技术，将配电网结构信息、配电网运行的实时信息和离线信息、用户信息、设备信息、地理信息进行集成，构成完整的自动化主站管理系统，实现对配电网络在正常运行及事故情况下的监测、保护、控制和管理。

对于新能源中各种接入配电网的分布式电源，配电自动化主站系统能够提供分布式电源接入与运行的控制模块，实现对分布式电源进行运行监测与控制功能。

对分布式电源运行情况、运行数据的动态监视，控制分布式电源的功率调节控制设备、电源并网点无功补偿设备及并网断路器。

图2-2主站结构配置图

2.3.3配电子站和终端

配电子站主要为配网监控层，完成配网自动化和故障管理等功能，它具有承上启下的作用。

对下，负责基础屡设备管理；

对上，负责与中心层上传数据，同时接受中心层系统命令。

一般设在变电站或区域负荷中心。

配电自动化系统设计中，终端设计是否合理极为重要，一般以“二遥”、“三遥”终端为主。

其中的“二遥”终端主要指可满足电流遥测、故障信息上报功能要求的终端。

实际设计过程中对于开关部分无需引入电动操作机构。

但终端若有本地保护功能，此时需配备电动操作机构。

终端功能的实现既可引入GPRS方式，也可将无线专网应用其中。

而对于“三遥”终端，该终端在体现故障信息上报功能的基础上，也要求将遥控、遥信与遥测功能融入，且需使电动操作机构设置在控制开关上。

与“二遥”终端不同，该终端在非对称加密中，通常通过光纤通道的应用实现。

2.4配电通信系统现状

供电公司在配网自动化改造工程中完成12条10kV线路的通信改造，全部采用光纤通信和无线公网通信相结合的通信技术，组网方案选用先进成熟的EPON技术，安装光线路终端设备（OLT，最终将各配电终端采集的信息通过ONU汇集到各子站的OLT，而后统一上传至主站的调度数据网。

图2-3配电通信网络拓扑结构示意图

目前,配电通信系统主要采用光纤及无线公网技术。

环网单元通过光纤方式建立了“配电终端一子站主站”的双向通信,部分配变安装了通信模块,利用无线公网实现了“遥测”的上传。

对于无线公网的接入，国家电网公司相关文件规定必须通过安全接入平台统一接入，配电自动化系统终端接入必须开启长连接确保业务数据传送，因此对于智能配电自动化系统海量终端接入存在较大的技术难题。

2.5信息系统应用现状

供电公司配电生产相关信息系统包括生产管理系统（（PMS）、电网GIS系统、营销业务系统、电能量信息采集系统，这些系统都己经在生产、运行以及管理中得到了良好的应用。

但是各系统间的信息集成度不高，信息和资源交互性较弱，存在“信息孤岛”，导致部分综合性应用无法实现。

1.配电PMS及电网GIS系统

通过数据收集、核实、录入等等扎实有效的系统建设工作，配电PMS于2010年12月份通过国网公司实用化验收，电网GIS系统于2012年9月投入运行。

通过电网GIS系统，可全面准确管理配电设备空间地理位置、拓扑连接关系和设备运行状态。

能实现电网设备的空间及空间属性查询定位与统计、进行空间数据处理与导入、图形编辑、属性维护、供电范围分析、电源点追溯，以及根据地理接线图自动生成配网单线图等功能。

GIS系统通过数据接口向配电PMS系统提供电网设备图形和配网单线图,PMS系统向GIS提供设备台帐信息。

2.营销业务系统

营销业务应用是“SG186'

，工程八大业务应用的重要组成部分。

营销业务应用系统包含“客户服务与客户关系管理”、“电费管理、“电能计量及信息采集管理”和“市场与需求侧管理”等4个业务领域及“综合管理”，共19个业务类、137个业务项及753个业务子项。

电力营销业务通过各领域具体业务的分工协作，为电力用户提供各类服务，完成各种业务处理，为供电企业的管理、经营和决策提供支持;

同时，通过营销业务与其它业务的有序协作，提高整个电网企业信息资源的共享度。

总体功能结构如2-4图所示。

图2-4营销管理系统总体功能结构图

2.6存在问题

1.一次网架不够坚强

（1）、部分10kV线路高峰期间重载严重，经过统计分析，核心区内共有9条线路负载率超过90%，这些线路无法满足N-1要求，需要进行网架梳理和负荷再分配；

（2）、部分环网单元、配电室运行环境较差，主要为电缆沟进水、盖板破损、无通风设施、门窗损坏、户外环网设备凝露等问题，存在安全运行隐患；

（3）、部分环网单元、配电室由于投运较早，设备类型不满足安装电动机构的条件，无法实现遥控功能。

2.配电自动化设备覆盖率和实用化程度不高

（1）、配电自动化设备的覆盖率较低，只有部分区域配网线路实现自动化功能，不成规模，距离智能配网建设所需的全景配网实时运行信息差距较大；

（2）、由于管理制度不够完善、技术不够成熟、网架结构调整频繁、运行维护力量不足等原因，部分配电自动化装置实用化水平不高。

3.配电通信网系统问题

（1）、配电通信系统覆盖率低，城区共有10kV配电线路210条，目前已经建成的配电通信网仅包含3座变电站的12条10kV线路，自动化覆盖率仅有5.71%、离智能配网建设所需的全景配网实时运行的差距较大；

（2）、城区现有的配电通信系统“三遥”实现手段单一，仅有光纤通信方式，无线公网通信方式只能满足“两遥”通信，这对接入网因地制宜、综合采用多种通信方式的要求有差距；

（3）、管孔内的光缆以及站点内的尾纤被小动物破坏的情况比较严重；

（4）、未建立统一的配电通信设备的监控与管理系统，ONU,OLT及光缆均不能实现主站集中监控管理，运行维护人员无法及时了解配电通信系统的运行状态；

4.信息系统集成应用存在的问题

各系统间的信息集成度不高，信息和资源交互性较弱，存在“信息孤岛”，导致部分综合性应用无法实现。

2.7本章小结

本章主要研究了配电网现状，并分析了存在的问题，提出建设智能配电网一定要有良好的硬件及软件基础。

首先，配电网网架和设备必须满足智能配网建设要求。

网架要做到环网化，满足N-1准则;

设备要求稳定性高，满足自动化实现方式的需要。

其次，配网的信息系统必须具备一定的智能配网建设的基础。

特别是GIS（地理信息系统），因为今后智能配网的基础数据均来源于现有的信息系统。

最后，优良的配电通信系统是智能配网建设的关键。

通信系统好比是实现智能配网的“神经网络”，“头脑”和“四肢”再发达，没有神经网络的支持，系统仍然瘫痪。

第三章核心区智能配电网建设规划目标

3.1整体规划目标

本项目的总体目标是通过优化城市核心区配电网网架结构、老旧设备改造、结合配电自动化建设，建成对智能配电网建设具有示范意义的、以配电网调度和配电网抢修指挥为应用主体的集成型配电自动化系统，通过建设功能完善的配电通信网，实现对配电网开关设备的远方监测控制及配电SCADA功能；

实现配电网在线信息的集中采集，实现配电网馈线自动化功能；

结合光纤到户项目，建设能够实现与用户互动的智能型通信系统和数据信息平台；

分阶段逐步建设具有信息化、自动化、互动化特征智能配电网。

3.2一次网架和设备规划目标

3.2.1一次网架规划

1．完善网架结构，目标网架满足安全、可靠、经济运行的要求，具有较强的灵活性和适应性，满足城市用户电力需要。

2．核心区内将以电缆线路为主，现有架空网络需结合道路改造等城市发展逐步完善。

架空线路网络结构以三分段三联络为主，通过建设改造实现架空线路间联络率达到100％。

3．电缆线路中，对单放射式线路，结合网络发展建设为单环网结构，同时结合用户用电性质、用电负荷、电网发展需要，逐步采用双放射、双环网供电方式。

4．通过完善电网结构，实现变电站间负荷转供率达到70％，其中重要负荷转供率达到100％。

3.2.2配网设备规划

1．优先采用免维护或少维护、操作简单，运行可靠，技术先进，符合国际、国家或行业技术标准的优质产品。

2．新增配电一次设备应配置后备电源系统，以满足遥测和遥信需求，对于需要实现遥控功能的开关设备还应具备电动操作机构。

3．城市配网开关优先选用全密封、免维护的无油化真空开关，柱上开关应选择操作机构与开关本体一体化、SF6为外绝缘类型的设备。

环网开关应选择选用铠装、全密封、可扩展设备，受条件限制时可采用SF6气体或固体绝缘开关柜。

4．对于以断路器为主的开闭站、配电室、户外箱式开闭所，需配置保护测控合一的综合自动化装置或远动装置。

对于以负荷开关为主的配电室、箱式开闭所，负荷开关应具备电动操作机构，并且配置满足测量要求的CT。

3.2.3网架和设备的建设和改造原则

网架及设备改造遵循“立足现状、因地制宜、统筹规划”的总体原则,不单独为配电自动化建设而进行大规模的网架及设备改造。

网架及设备的建设和改造遵循以下原则:

1）、遵循相关标准,结合当地电网的实际；

2）、网架结构清晰可靠,在满足用户供电要求的情况下,将部分复杂的接线方式进行优改造；

主干线采用环网接线,开环运行,荷转供的要求将部分复杂多联络,导线和设备满足负；

3）、每条线路的总负荷不宜过大,每段线路间的负荷均匀,正常供电方式下能满足N-1准则；

4）、设备的改造立足现状,满足配电自动化建设需要；

5）、“三遥”改造主要针对所有站点的进线开关、柱上调度开关及部分出线开关,“二遥”改造主要针对站点及站点的部分出线开关；

“一遥”改造主要针对暂不安装DTU的环网单元、配电室,采用加装故障指示仪实现对故障判断分析；

6）、以配电子网为单位,根据现场实际情况,结合城网改造、业扩等工程统筹考虑,原则上不重复停电,分期分批进行一次设备改造；

7）、业扩及城网改造设备,应按配电自动化要求建设和投运,如每座环网单元、配电室加装PT、配置站所终端（DTU）,站内所有开关柜配置电动操作机构、三相CT等；

8）、箱式变电站改造要求：

加装电流互感器；

增加配变监测终端（TTU）；

有选择地安装无功补偿装置。

3.3配电自动化系统规划

配电自动化是实现智能配电网的基础，配电自动化系统具备3个基本功能:

安全监视功能、控制功能、保护功能。

安全监视功能是指通过采集配电网的状态量（如开关位置、保护动作情况等）、模拟量（如电流、电压、相角差等）、电能量，从而对配电网的运行状态进行监视;

控制功能是指对远方控制开关进行合闸/分闸操作，以及有载调压设备的升压/降压，以达到所期望的目的（如进行负荷转供、满足电压质量要求等）；

保护功能是指检测和判断故障区域，隔离故障区域，恢复正常供电。

通过配电自动化系统的建设，能提高电网的供电可靠性和电能质量，确保向用户不间断供电，实现配电管理的自动化，对各种管理过程提供信息支持，改善服务，提高管理水平和劳动生产率，减少运行维护费用和各种损耗，实现配电网的经济运行。

3.3.1配电主站规划

根据城市配网的规模及今后发展趋势，主站系统实时数据采集量满足全部配电网数据的接入。

配电自动化主站系统整体框架基于IEC61968的信息交互总线，主要系统设计及系统间的数据交换语义与语法遵循公用信息模型（CIM），信息交互总线架构基于面向服务架构（SOA），配电自动化主站系统将满足调控一体化技术要求。

配电主站应构建在标准、通用的软硬件基础平台上，具备可靠性、可用性、扩展性和安全性，并根各地区的配电网规模、实际需求和配电自动化的应用基础等情况选择和配置软硬件。

主站基本功能:

（1）、配电SCADA:

数据采集（支持分层分类召测）、状态监视、远方控制、人机交互、防误闭锁、图形显示、事件告警、事件顺序记录、事故追忆、数据统计、报表打印、配电终端在线管理和配电通信络工况监视等；

（2）、与上一级电网调度（一般指地区电网调度）自动化系统和生产管理系统（或电网GIS平台）互连，形成完整的配电网拓扑模型。

主站扩展功能:

（1）、馈线故障处理:

与配电终端配合，实现故障的识别、定位、隔离和非故障区域自动恢复供电；

（2）、电网分析应用:

模型导入/拼接、拓扑分析、解合环潮流、负荷转供、状态估计、网络重构、短路电流计算、电压/无功控制和负荷预测等；

（3）、智能化功能:

配电网自愈控制（包括快速仿真、预警分析等）、分布式电源、储能装置、微电网的入网及应用、经济优化运行以及与其它智能应用系统的互动等。

硬件软件配置原则:

主要设备应采用双机、双网冗余配置，满足可靠性和系统性能指标要求，具有扩展性、通用性。

配电主站应有安全、可靠的供电电源保障。

软件方面，服务器与工作站宜采用Unix/Linux操作系统;

应采用成熟可靠的支撑和应用软件，满足相关技术标准和规范。

3.3.2配电主站的建设与改造原则

配电自动化主站系统作为整个配网系统的核心，需要结合当地实地DMS系统建设经验，在